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3.
针对中国南海Q盆地深水区古近系L组的地质实际,主要利用地震资料对4个三级层序界面上的不整合面输导体系特征进行了详细研究。结果发现,不整合面为该区油气运移输导的主要路径。发育在盆地或凹陷边部的大地层倾角的角度不整合面主要对油气的垂向运移起作用,而发育在盆地或凹陷中心部位的平行不整合面,特别是那些大面积分布的平行不整合界面,对油气的侧向运移输导起主要作用,上述两类不整合面的有机组合完成了油气在时空上的大范围运移输导。结合沉积相展布特征、断层发育特征及烃源岩发育特征,研究发现深水区L组优势运移通道主要发育于凸起边缘不受断层封堵的连片不整合面处,而与这些优势输导体系相连的扇三角洲、斜坡扇、盆底扇、浊积扇及滩坝是油气勘探的有利区域。 相似文献
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我国典型天然气藏输导体系研究——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例 总被引:9,自引:1,他引:8
前陆盆地褶皱-冲断带气藏和裂谷盆地气藏油气输导体系以断裂为主,天然气运移方向以垂向为主,运移距离短,输导效率高;而克拉通盆地岩性气藏和前陆盆地斜坡带气藏油气输导体系以砂体为主,油气运移方向为侧向、垂向,运移距离较长,输导效率低。苏里格气田属克拉通盆地岩性气藏,输导体系主要类型为砂体型,也有少量断裂型、砂体-断裂型。砂体型又可进一步分为厚层带状砂体、薄层带状砂体与透镜状砂体等类型。输导体系的输导能力随时间而变化。在200~150 Ma溶蚀作用和断层活动最强,输导体系的输导能力增大到顶峰。在成藏关键时刻(J3—K1),输导体系格架产状西高东低、北高南低,主要输导体系为砂体、断层与裂缝,油气向西北方向运移,输导效率高。在成藏后调整期(K2—Q),输导体系格架大部为东高西低、北高南低,主要输导体系为砂体与裂缝。油气运移效率较低,运移不太明显。 相似文献
7.
���ľ��ص���ϵ�������������� 总被引:12,自引:1,他引:11
柴达木盆地第四系储存着丰富的生物成因气,由于沉积储层埋藏浅,储层砂岩和盖层泥岩均具有较高的孔隙度,但由于毛细管压差的变化导致砂岩储层储存天然气。为了评价预测有利的沉积储层以及储盖组合,文章依据岩心、测井和SEM、储层压汞等大量的室内分析化验资料,对沉积储层的储层特征、储集物性和影响储层质量的主要控制因素进行了研究。指出砂岩储层具有粒度细、结构松散、单层厚度薄、层数多、分布稳定广泛、孔渗数值高的特点,储层质量受沉积作用和成岩作用的综合影响。存在大孔隙粗喉道、大中孔隙中粗喉道等4种储层结构。最后,依据第四系沉积相、砂岩沉积厚度和粒度以及储层质量与已发现气田之间的关系,预测了柴达木盆地北缘和南缘三角洲沉积区为有利的储层分布区,是进一步发现天然气资源的良好探区。 相似文献
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苏里格气田储层成岩序列与孔隙演化 总被引:14,自引:3,他引:11
采用盆地模拟技术、流体包裹体及其它地球化学分析技术、对比分析方法和综合研究方法对苏里格气田储层成岩序列与孔隙演化进行了研究。结果认为苏里格气田下二叠统下石盒子组和山西组储层现今处于晚成岩A阶段,部分处于晚成岩B阶段。由于沉积阶段水体能量的差异和埋藏阶段成岩作用的不同,气层和非气层的成岩序列和孔隙演化模式存在较大差异。储层孔隙演化的影响因素主要包括构造条件、沉积相、成岩作用等,沉积条件是基础,成岩作用是关键,构造演化史和埋藏史是动态影响因素。由于沉积物质基础不同,后期成岩演化和构造条件不同,可以导致不同储层之间物性的较大差异。在成岩演化晚成岩A阶段,大量有机酸的排出,溶蚀了凝灰质和长石等易溶组分,形成了有利储集成岩相带--较低孔低渗储层中的“甜点”。 相似文献
9.
准噶尔盆地阜东斜坡侏罗系砂岩成岩作用、孔隙演化及次生孔隙预测 总被引:2,自引:0,他引:2
准噶尔盆地阜东斜坡区侏罗系砂岩储层为河流环境下形成的各类细粒岩屑砂岩。岩石主要经历了压实、胶结、溶蚀和晚期自生高岭石充填等成岩作用。孔隙类型主要为长石、岩屑及碳酸盐胶结物溶蚀形成的次生孔隙;溶蚀作用发生于晚成岩“A”期的中期,对应的地质年代为晚第三纪早期。次生孔隙在现今埋深为2000~2800m的河道砂岩中最发育,其形成主要受成岩演化阶段控制,其次受沉积微相控制。 相似文献
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注水开发油藏高含水期大孔道发育特征及控制因素——以胡状集油田胡12断块油藏为例 总被引:6,自引:0,他引:6
东濮凹陷胡状集油田胡12断块沙三段中亚段(Es3^中)油藏为扇三角洲沉积,其中4至8油层组由于长期注水形成了许多大孔道。综合分析研究区具有明显大孔道的井段所处的沉积微相、砂层厚度和储集层物性,结果表明,宏观上,大孔道主要分布于厚度大干3m的水下分流河道及河口坝微相中;微观上,孔隙度大干20%、渗透率大干100mD的水下分流河道正韵律砂岩中、下部及河口坝反韵律砂岩顶部的中一粗粒砂岩易于形成大孔道。岩石成分成熟度高、成岩演化程度低、长期大规模注水是形成大孔道的主要原因。大孔道形成后,储集层孔隙度增大3%~5%,渗透率增大5~20倍,主要表现为孔喉半径增大;自然电位基线偏移,微电极幅度差和声波时差增大,电阻率降低;相对吸水量明显高于邻层,注水量增大的同时,产液量也增加,但油量下降,注入压力减小。图6表1参19 相似文献